5.1– Avaliação do potencial energético solar
É necessário fazer uma avaliação do potencial energético solar, que constitui em buscar a quantidade de radiação solar global incidente sobre o painel fotovoltaico de forma que se possa calcular a energia gerada.
Nem sempre os dados estarão disponíveis da forma que se precisa para utilizá-los no dimensionamento do sistema. Às vezes é necessário ir ao local e fazer a medição para a coleta dos dados.
Uma forma bastante conveniente de se expressar o valor acumulado de energia solar ao longo de um dia, é através do numero de horas de Sol Pleno (SP). Esta grandeza reflete o número de horas por dia em que a radiação solar deveria permanecer hipoteticamente constante e igual a 1 kw/m2, de forma que a energia resultante seja equivalente à energia acumulada para o dia e local em questão. Por analise dimensional, verifica-se que o valor de SP pode ser expresso em 22
/ / m kw m kwh = [horas/dia].
Os métodos de tratamento de dados para a radiação solar utilizam modelos que possuem os seguintes objetivos [5]:
• Traduzir valores medidos no plano horizontal para superfícies inclinadas; • Estimar componentes direta e difusa a partir dos dados sobre a radiação global; • Obter valores de potência ou energia a partir do numero de horas de insolação; • Estimar valores horários a partir de valores diários, ou diários a partir de
mensais, e assim por diante.
Para o projeto foi escolhido SP = 4,85 h/dia (dado obtido da referencia [10]). Este valor corresponde à radiação diária média anual (igual a 4,85 kWh/m²dia), incidente no local da instalação, em superfícies voltadas para o norte geográfico, com inclinação de 23° em relação a superfície horizontal. Este ângulo é igual ao ângulo de latitude do Rio de Janeiro (23°S).
De posse deste dado, a energia produzida durante um ano pode ser estimada simplesmente multiplicando o valor de SP pelo número de dias do ano e pela potência de pico do arranjo fotovoltaico, para as condições de radiação STC (1kW/m2).
5.2 – Avaliação do espaço físico da instalação
O dimensionamento de um SF deve levar em conta a robustez e a facilidade de instalação e manutenção.
O local de instalação do projeto será no telhado do bloco H do Centro de Tecnologia da UFRJ, acima da sala H-305 como pode ser visto na figura 15. Mas deseja-se que o arranjo fotovoltaico esteja apenas em cima do laboratório ELEPOT, sem cobrir os laboratórios adjacentes. Isto restringe a área de instalação do painel para 147,65 m².
Além disso, há próximo ao local uma caixa d’água, que poderá ser um problema para a obtenção de energia solar, uma vez que pode projetar sombra em parte da área de instalação do painel fotovoltaico. Com isso, o espaço será ainda mais reduzido de forma que evite a sombra direta nos painéis. A principio a área estimada reduziria para 96,21m² (figura 16).
Outro dado que deve ser observado é o ângulo azimutal de superfície, que no caso do telhado está a 45° do N, ou seja, está orientado para o noroeste em vez do norte, e assim temos uma perda de radiação solar. E também devemos nos atentar para o seguinte fato: o ângulo de inclinação do telhado em relação à superfície horizontal é de, aproximadamente, 11° (figura 16) sendo que o ângulo de inclinação ótimo está na faixa de 20° a 23° conforme visto.
Logo, podemos concluir que os painéis não poderão ser postos diretamente no telhado e para isso, será criada uma estrutura acima do telhado onde se possa colocar os painéis fotovoltaicos, eliminando o problema da sombra da caixa d’água e da orientação do telhado.
Um exemplo possível da disposição dos painéis na estrutura está na figura 17. A estrutura montada (em cinza) deverá avançar em 1m em direção ao telhado acima da sala H 301 e avançar sob o corredor em torno de 4,42m. Com isso, será possível por 60 painéis fotovoltaicos previstos. Em amarelo são mostrados os painéis fotovoltaicos. Será feita uma abertura de acesso que vai permitir a passagem direta do laboratório (ELEPOT) à estrutura.
Figura 17: Exemplo de disposição dos painéis fotovoltaicos na nova estrutura (em cinza).
5.3 – Módulo fotovoltaico
O módulo fotovoltaico previsto para ser utilizado neste projeto é o modelo KD205GX- LP da Kyocera Solar, cuja folha de dados encontra-se no Anexo I. Segundo as especificações elétricas em STC, esse módulo tem as seguintes características: sua máxima potência é de 205 w, a tensão de máxima potência é de 26,6 V e a corrente de máxima potência é de 7,71 A.
Cada módulo é composto por 54 células, e sua respectiva área é de 1,485 m². Então para 12kWp serão necessários aproximadamente 60 módulos (12,3 kWp). Isso significa que a área de captação solar será de 81,9 m² e, obrigatoriamente, será necessário dispor de uma área maior para evitar sombreamento entre painéis e para possibilitar a circulação de pessoas.
A potência instalada deste SF é dada então por: PSF = 12,3 kWp. Sua produção de energia anual pode ser estimada por:
WSF = 365 x SP x PSF = 21,8MWh
5.4 – Sombreamento
A projeção de sombras sobre um sistema fotovoltaico, possui um efeito significativo em relação à redução de sua eficiência, por isso, é feito o estudo de sombreamento no sistema fotovoltaico.
O sombreamento pode ser temporário, que é feito em conseqüência de acúmulos de sujeira, folhas, que pode ser limpo pela chuva (só é eficaz quando os painéis estão com uma inclinação maior ou igual a 12°). O sombreamento também pode ser causado por árvores, outros edifícios ou partes de edificações como, por exemplo, uma caixa d’água.
No projeto será instalada uma estrutura que ficará na mesma altura que o topo da caixa d’água existente no telhado do bloco H do CT. Com isso, fica excluído um fator de grande sombreamento para o sistema, porém não eliminaremos totalmente este problema, uma vez que, o bloco I fará sombra no painel fotovoltaico.
Para saber de quanto será esse sombreamento, foi necessário primeiro calcular a diferença de alturas entre o bloco H e o bloco I, o primeiro tendo 15 metros e o segundo 22
ficará o arranjo fotovoltaico, que resultou num valor de 255,46 metros. Tendo essas medidas pode-se calcular o ângulo de elevação α ( ângulo da altura solar) por meio de (1):
d h h2 1 tanα = − (1) onde h2: a altura do bloco I. h1: a altura do bloco H.
d é a distancia entre o bloco I e o ponto central dos painéis.
O α encontrado é de 1,57°, ou seja, quando o sol estiver formando este ângulo com a superfície horizontal, o painel estará sendo sombreado pelo prédio. Isto é, o bloco I estará sombreando os módulos fotovoltaicos por volta das 17:00 horas no inverno e no verão as 18:30 horas, aproximadamente.
A figura 18 ilustra o exemplo deste calculo.
Altura solar
d Distancia entre os prédios
h1 Altura do prédio 1 h2 Altura do prédio 2
h
1h
2d
Prédio 1 Prédio 2 raio solar módulo fotovoltaicoDevemos agora calcular o espaçamento entre os módulos para evitar a projeção das sombras entre eles (figura 19), conforme a modelagem apresentada em [4] e [11]. Para tanto, é necessário determinar inicialmente a declinação solar (figura 3) e a altura solar para condição de maior sombreamento, que corresponde a menor altura alcançada pelo sol sobre o horizonte ao longo do ano.
Declinação solar:
(
)
+ ⋅ ⋅ = sen 284 N 365 360 45 , 23 δ (2)Onde N é o número do dia do ano contado a partir do dia 1 de janeiro. Ex: 31 de março: N = 90.
Para o projeto foi utilizado o dia 21de junho, pois corresponde ao solstício de inverno no hemisfério sul, onde o Sol apresenta a menor altura solar e o período de sol mais curto, N= 172 logo o δ= 23,43º.
Altura solar:
( )α
cos( )
L cos(δ
) cos(ω
) sen( )
L sen(δ
)sen = ⋅ ⋅ + ⋅ (3) Onde:
L é a latitude (negativo no hemisfério sul). δ é a declinação solar.
ω é o ângulo horário (exprime o ângulo do sol em relação ao meio dia. Ex: 13 h = 15º e é negativo antes do meio dia).
Os valores utilizados para esse projeto foram: para Latitude -23º, para δ= 23,43º, para ω= 0 (meio dia); logo obtêm-se α= 43,57º.
Sol
raio solar
b
d
b Largura do módulo
d Distância entre os módulos
Altura solar
Inclinação do módulo
módulo fotovoltaico
Figura 19: projeção de sombra entre painéis.
Distância entre os módulos:
) ( ) º 180 (
α
α
β
sen sen b d = ⋅ − − (4) Onde: b é a largura do módulo. β é a inclinação do módulo. α é a altura solar.Para o projeto b= 0,99 m, β= 23º e α= 43,57º logo d= 1,31 m
Descontando-se a projeção perpendicular do próprio módulo sobre o plano horizontal, que neste caso mede 0,91m resulta que a menor distância necessária entre os módulos com o (β= 23º) é de 0,4m. Porém, com esta distância o espaço fica muito apertado para a circulação de pessoas, tendo sido adotado um aumento deste espaçamento em torno de 0,7m entre fileiras.
5.5 – Inversor Grid-Tie
O dimensionamento do inversor é baseado principalmente na potência nominal do SF, ou seja, 12 KW de pico. Conforme a referencia [4] é admissível que o intervalo de potência do inversor para determinado SF seja de 0,7 x PSF < PINV DC < 1.2 x PSF sendo PSF a potência do arranjo fotovoltaico e PINV DC a potência do inversor.
Nos casos onde o inversor esteja sujeito a elevadas cargas térmicas devido sua localização, por exemplo, em cima do telhado, a potência do inversor deve ser ligeiramente superior ao do SF (PINV DC < 1.2 x PSF).
No caso onde o SF é composto por módulos amorfos, deve se ter em conta a curva característica da degradação deste material nos primeiros meses de funcionamento, assim escolhe-se um inversor com potência ligeiramente inferior ao SF (0,7 x PSF < PINV DC)
Porém, se a potência do inversor fosse menor que no intervalo, seria necessário mais de um inversor e com isso o custo seria maior. Outros pontos foram considerados para a especificação e seleção de um inversor:
• A possibilidade de assistência técnica no Brasil, pois há muitos fabricantes que não possuem este tipo de serviço em nosso país;
• A tensão de entrada do inversor deve ser superior à tensão de circuito aberto do arranjo fotovoltaico;
• A temperatura de operação; • Possuir o MPPT;
O inversor dimensionado foi de 12 KW, com tensão de entrada máxima 600V, a temperatura de operação na faixa de -25ºC a 50ºC, possui MPPT com tensão de operação no intervalo 230V a 500V.
O inversor sincroniza o SF com a rede. Além disso, faz o monitoramento da tensão, frequência da rede, possui o esquema de proteção “anti-islanding”, quando detecta condição de ilhamento (islanding) e possui proteção galvânica através de um transformador interno que separa a parte de corrente continua da parte de corrente alternada.
Por isso não será necessária a instalação um relé de proteção para falhas de tensão, frequência e ilhamento, nem um relé de sincronismo.
A tabela 5 mostra as características de diferentes inversores avaliados para aplicação neste projeto. O inversor selecionado é o Fronius IG plus 150V.
Tabela 5: Escolha de Inversor. Fabricante Xantrex Zhejiang Tress Electronic Technology
Fronius Mastervolt Siemens
Modelo Inversor Grid-Tie Solar GT5.0
TLS-ZB 10kw IG Plus 150 V SunmasterIS10 SINVERT PVM10
Potência (KW) 5 10 12 [9 13] 10
Corrente de
entrada max (A) 22 ? 55,6 3x30 29
Tensão de
entrada max (V) 600 620 600 550 1000
MPPT sim sim Sim Sim sim
Tensão de operação do
MPPT (V) [235 550] [200 660] [230 500] [180 480] [380 850] Temperatura de
Operação (ºC) [-25 65] [-10 50] [-25 55] [-20 60] [-25 55] Preço FOB R$ 21.147,00 s/frete 2,500 / Piece US $1,940 - € 3,144.00 € 3 699,00 € 4.153,00 Preço em Real 21.147,00 s/frete 3.208,37 - 4.134,50 7.325,71 8.618,30 9.634,14
Opera fora da
rede sim sim Não Não ?
Assistência
5.6 – Sistema fotovoltaico
Para compatibilizar a tensão e a corrente do arranjo fotovoltaico com as especificações do inversor escolhido, os painéis serão dispostos da seguinte forma: 4 fileiras em paralelo de 15 painéis em série (ver Anexo II), a fim de garantir a melhor utilização do MPPT, segundo sua faixa de tensão de operação. Logo a tensão de circuito aberto VOC do SF será de 15 x 33,2 = 498 V e a tensão de operação no ponto de máxima potência (MPP), nas condições STC é: VMPP = 15 x 26,6 = 399 V.
A corrente de curto-circuito é ISC = 8,36 A em cada fileira e a corrente de operação no MPP é IMPP = 7,71 A. No cabo principal, tem-se ISC = 33,44 A e IMPP = 30,8 A.
Há uma distinção entre os terminais deste módulo, o terminal positivo mede 760 mm e o terminal negativo mede 1840 mm, facilitando, assim, a correta conexão entre os módulos.
5.7 – Cabos CC das fileiras
A seção transversal do cabo deve ser dimensionada em função da corrente máxima de serviço que atravessa o cabo.
De acordo com a norma européia IEC 60364-7-712 o cabo da fileira tem de ser capaz de transportar 1,25 vezes a corrente de curto–circuito do gerador, e estar protegido contra falhas de terra e curto circuito.
Neste projeto, os cabos deverão suportar, pelo menos, I = 8,36 x 1,25 = 10,45 A. Outro ponto importante é a queda de tensão nos cabos, que deve ser reduzida com o aumento da bitola, evitando uma queda de tensão significativa.
Os cabos serão de cobre e possuirão a seção nominal de 6 mm2 de espessura, segundo ABNT NBR-5410 tabela 33 [12] anexo III.
Deve-se destacar também, que somente esses cabos, não terão proteção de um eletroduto, então, deverão ser resistentes ao sol, temperatura, chuva (intempéries) e esforços mecânicos.
5.8 – Diodos de bloqueio
O diodo de bloqueio promove o desacoplamento entre as fileiras dos módulos individuais, em caso de ocorrer um curto-circuito ou o sombreamento de uma fileira, as restantes poderão continuar a funcionar sem serem perturbadas. Sem os diodos de bloqueio nas fileiras uma corrente inversa fluiria no sentido inverso da fileira afetada a ponto de danificar o sistema fotovoltaico.
Cada fileira possuirá um diodo de bloqueio com a tensão igual ao dobro da tensão de circuito aberto da fileira fotovoltaica sob as condições STC.
A tensão de circuito aberto da fileira é de 498 V, logo os diodos de bloqueio deverão possuir uma tensão de 996 V.
O diodo ficará conectado em um circuito impresso e por isso foi considerado o formato de conexão do diodo em sua especificação.
Os diodos selecionados para esta finalidade são do tipo: 20ETS12 “case style”: TO- 220AC. Que suportam até 1200 V de tensão reversa e suportam até 150 °C de temperatura. A queda de tensão deste tipo é de 1 V nas condições de 25 °C e até 10 A de condução de corrente.
A partir de 40 °C e 20 A, a queda de tensão é de 1,08 V.
5.9 – Dissipador de calor
Os diodos do tipo 20ETS12 podem apresentar uma alta variação de temperatura por unidade de potência dissipada devido ao elevado valor de sua impedância térmica, (62 °C/W), conforme informado em sua folha de dados para condição de operação sem dissipador. Para que o diodo não seja danificado pela alta temperatura, será instalado um dissipador de calor, buscando assim diminuir a temperatura do diodo. O diodo possui uma queda de tensão nominal Vf = 1 V e na condição de curto-circuito uma corrente de 8,36 A estará passando por ele, logo a potência dissipada no diodo será de 8,36 W. Isto significa que a temperatura chegaria a 518 °C (8,36 x 62), ultrapassando seu limite de 150 °C.
O dissipador foi especificado levando em consideração o seu formato e a capacidade de dissipação.
Os dissipadores de calor serão 4 do tipo 325AB1000B da ABL Heatsinks.
Este dissipador para 75 mm de profundidade possui uma capacidade de dissipação de 3,2 °C/W. Contudo deve-se levar, também, em consideração a resistência térmica entre o diodo e o dissipador e a resistência térmica entre a junção e o encapsulamento do diodo para o correto calculo da elevação de temperatura. Então a elevação de temperatura no diodo pode chegar a 41,8 °C acima da temperatura ambiente não ultrapassando o limite de 150 °C para a junção. Conforme é visto na equação (5):
(8,36 x 0,5) + (8,36 x 1,3) + (8,36 x 3,2) = 41,8 °C (5)
Onde o termo (8,36 x 0,5) corresponde à resistência térmica entre o diodo e o dissipador, o termo (8,36 x 1,3) corresponde à resistência térmica entre a junção e o encapsulamento do diodo e o termo (8,36 x 3,2) corresponde à resistência térmica entre dissipador e o ambiente.
5.10 – Fusíveis de fileira
Segundo o manual do inversor, é necessário que o dispositivo de proteção atue em I > ISC x 1,5 e I < ISC x 2. Com base nos valores de corrente ISC do módulo especificado, o fusível deverá operar entre as faixas de valores de: 8,36 x 1,5 =12,54 A < I < 16,72 A = ISC x 2.
Este tipo de fusível é fabricado para atuar, obrigatoriamente, em corrente contínua e deve suportar no mínimo 600 VDC.
São pouquíssimos os fabricantes de fusíveis CC, como o KLK D da Littelfuse e o Solar PV Fuse da Cooper Bussmann.
Para estes fusíveis foi especificado o tipo KLK D 15 da Littelfuse, que atua para uma corrente de 15 A e suas dimensões são 10x38 mm.
Figura 19: Fusível CC (KLK D 5)
5.11 – Cabo CC principal
O inversor possui duas conexões de entrada diferentes no lado CC, a primeira entrada é para cabos de até 16 mm² e a segunda para cabos maiores que 16 mm². O conector da primeira entrada suporta até 20 A, mas como a corrente de curto circuito ISC no cabo principal é de 33,44 A será utilizado a segunda entrada e o cabo possuirá 25mm2 de espessura.
5.12 – Interruptor principal no cabo CC
O interruptor principal permite que o SF seja isolado do inversor, na ocorrência eventual de alguma falha ou durante os trabalhos de manutenção.
Segundo as normas ABNT-NBR 5410, os disjuntores, devem ser dimensionados da seguinte maneira: máx d N I I I ≤ ≤ Onde:
IN – corrente nominal do circuito; Id – corrente nominal do disjuntor;
Imáx – corrente máxima permitida no condutor.
Além disso, a corrente nominal do Sistema Fotovoltaico é próxima da corrente de curto-circuito, então, segundo o manual do inversor, é necessário que o dispositivo de proteção atue em I > ISC x 1,5 e I < ISC x 2.
Logo, 33,44 x 1,5 =50,16 A. < I < 66,88 A = 33,44 x 2. O disjuntor especificado é o C60H-DC da Schneider Eletric para atuar em 63 A.
5.13 – Cabo no lado CA
O Cabo será de 25 mm², de acordo com a especificação imposta pelo manual do inversor.
5.14 – Eletroduto
O eletroduto deve possuir um diâmetro tal que os condutores possam ser facilmente instalados e retirados.
Por tanto os condutores não poderão ultrapassar em 40% da área útil do eletroduto, obrigatoriamente (ABNT-NBR 5410).
O eletroduto para o cabo CC principal possuirá 25 mm de diâmetro uma vez que serão 2 cabos eletricamente carregados. E para o cabo CA, o eletroduto possuirá 32 mm de diâmetro.
5.15 – Queda de potencial
Não será considerada a queda de potencial nos contatos de cada módulo, porém esta queda de potencial será compensada nos cálculos da resistência dos cabos.
São 4 fileiras de 15 módulos conectados a 2 cabos de cobre com 6 mm2 de área, ou seja, 6 x 10-6 m2, com aproximadamente 47,31 m, 49,51m, 43,1m e 43,66m de comprimento para cada fileira (exemplo pessimista) e a sua resistividade a 20 °C é 1,673 x 10-8.
Fazendo uma correção da resistividade [13] para t = 40 °C através da formula (6):
(
)
[
1 20]
20⋅ + ⋅ −
=
ρ
α
tρ
(6)E agora será possível calcular a resistência dos cabos de fileira através da seguinte equação:
A L
R=
ρ
⋅ (7)Como são 2 cabos o resultado acima será dobrado, então as respectivas resistências são: R = 0,273 Ω, R = 0,286 Ω, R = 0,249 Ω e R = 0,252 Ω aproximadamente.
Já que as fileiras estão em paralelo o R total será = 0,07 Ω. Logo a queda de tensão na fileira será V = 0,07 x 7,71 =0,54 V.
Fazendo o mesmo calculo para o cabo CC principal que também é de cobre, mas com seu comprimento de 10 m, seção 25 x 10-6 m2 será obtido um R = 0,014 Ω aproximadamente.
A queda de tensão será de V = 0,014 x 38,5 = 0,54 V. A queda de tensão nos diodos. V = 1,08 V.
Os valores do comprimento são um exemplo para ilustrar a queda de potencial em uma visão pessimista, ou seja, os fios seguiriam o caminho até o quadro pelos corredores sem nenhuma passagem entre os painéis.
5.16 – Fusível de terra
Será instalado um fusível de 1 A no inversor, ligado a terra, conforme especificado no manual do inversor. Será um fusível KLK D 1.
5.17 – Disjuntor lado CA
Um disjuntor tripolar será instalado para a proteção da parte de corrente alternada do projeto. A corrente nominal do lado CA do inversor é 17,4 A. Logo, este disjuntor será dimensionado para suportar 25 A, segundo as especificações da ABNT-NBR 5410.
5.18 – Porta fusível
O porta-fusível deve ser especifico para o tipo de fusível usado, para os fusíveis KLK D 15 será usado o 1000 VDC LPHV fuseholder, que pode ser visto na figura 16.
Figura 21: Porta-fusível do tipo 1000 VDC LPHV fuseholder.
5.19 – Barramentos
Os barramentos serão utilizados para conectar os cabos, tanto na parte de corrente contínua como na de corrente alternada. Na parte CC, ligará os cabos de fileira com o cabo principal. Na parte de corrente alternada, conectará os cabos de 25 mm² do inversor com os cabos de 185 mm² da rede e os cabos de 25 mm² que irão para a carga. No quadro de distribuição de cargas serão 2 barramentos, o primeiro interliga o cabo de 25 mm² com os circuitos de condicionamento de ar (ar condicionado) e o segundo interliga o cabo de 25 mm²
com os circuitos das tomadas e a iluminação. Diagramas esquemáticos mostrando as ligações desses barramentos estão nos anexos IV e V.
O seu dimensionamento é baseado na corrente de operação e corrente suportável de curto do disjuntor principal.
5.20 – Barramento neutro/PE
Este tipo de barramento será utilizado para conectar os cabos de proteção (PE) a terra.
5.21 – Conectores
Os conectores são uma alternativa para ligar os cabos e com isso haverá dois conectores ligando os cabos de fileiras com o cabo principal no lado CC e haverá outro conector ligando os cabos CA do sistema fotovoltaico e da rede e os cabos que seguem para a carga. Diagramas esquemáticos mostrando as ligações desses conectores estão nos anexos VI e VII.
A fim de ligar os cabos de fileira e o cabo principal CC, serão utilizados oito terminais de bloco WDU 35 da Conexel com o acessório para 4 pólos, tipo de conexão “single”, que suporta 112 A e a entrada de cabos com bitola de até 50 mm².
Já, na parte CA do sistema, será utilizado o bloco de terminal WDU 70/95 para